46 страниц

Купить РД 39-3-578-81 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
Курьерская доставка (7 дней)
Самовывоз из московского офиса
Почта РФ

‹ › ×

Методика распространяется на водозаборные нагнетательные скважины, сборные в напорные водоводы и кустовые насосные станции (КНС) систем поддержания пластового давления (ППД) и устанавливает метод расчета критериев эффективности работ этих систем

Скачать PDF

Дата введения	15.11.1981
Добавлен в базу	01.01.2021
Завершение срока действия	15.11.1986
Актуализация	01.01.2021

Раздел Строительство
- Раздел Нормативные документы
  - Раздел Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы
    - Раздел Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности

Организации:

23.07.1981	Утвержден	Министерство нефтяной промышленности
	Разработан	СибНИИ НП
	Принят	ВНИИ
	Принят	Управление по добыче нефти Главтюменнефтегаза

стр. 1

стр. 2

стр. 3

стр. 4

стр. 5

стр. 6

стр. 7

стр. 8

стр. 9

стр. 10

стр. 11

стр. 12

стр. 13

стр. 14

стр. 15

стр. 16

стр. 17

стр. 18

стр. 19

стр. 20

стр. 21

стр. 22

стр. 23

стр. 24

стр. 25

стр. 26

стр. 27

стр. 28

стр. 29

стр. 30

МЕТОДИКА АНАЛИЗА И ВЫБОРА КРИТЕРИЕВ ОЦЕНКИ

ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

РД 39-3-578-81

Тюмень-198!

УТВЕРЖДАЮ

^Начальник Технического уп^вл^диА^бйПГефтепрома

Р. И. ГРИГОРАЩВНЮ 1981 Г.

МЕТОДИКА

АНАЛИЗА И ВЫБОРА КРИТЕРИЕВ ОЦЕНКИ ЭВДЕКГИЕНОСТИ СИСТЕМ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОЮГО ДАВЛЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

РД 39-3-678-81

Сибирским научно-исслед9^$ЭД5^^ институтом нефтяной
	Н. К. Праведников

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

научно-исс промышленности ССибн

Директор института

И.А.Вагнер В.И.Царнюв

;тов

Ответственные испо!

Зав.сектором отдела добычи

Зав.сектором отдела экономических исследований

Старший научный сотрудник отдела добычи

СОГЛАСОВАЛО:

Начальник Упрашк нефти Главтсмени-

Директор ВНИИ

ГД0 N<p<p.M - фактическая средняя потребляемая мощность ВВС, кВт;

Q - фактическая средняя производительность КНС, м³/сут;

коэффициенты полезного действия соответствен-ао насоса и электродвигателя.

(27)

коэффициент использования производительности

(28)

параметр потока отказов

(Считается в целом для всей КНС, но в случае наличия данных по отдельным агрегатам, может быть подсчитан для каждого агрегата в отдельности).

2.14, Производительность и давление, развиваемое насосными агрегатами КИС, связаны между ообой параболической зависимость!) вида:

(30)

У--А* 6* +С**^а ;

Так, для Hfitaoca типа ЦНС 180-1422, которым оснащено подавляющее большинство кустовых насосных станций,- месторождений Западной Сибири, эта зависимость выражается как:

0м>= -2728,3 + 442,6 • Р„ - 16,7 • Р*-. (31)

Эта формула справедлива при изменении Р_н от 13 до 16,2 МПа.

Для насоса ЦНС 500-1900, нашедшего широкое применение в системе ППД Самотлорского месторождения, коэффициенты зависимости

(30) составляют:

А *= -199.9; В = 154,5; С = 6,0, причем область применения этой формулы находится в пределах изменения Р_я от 16,5 до 21,7 МПа.

2.15. Следует отметать, что формулы (30), (31) справедливы только для новых насосов, т.к. по мере работы насоса и износа втулки гидропяты, межступенчатых уплотнений и рабочих колес характеристика насоса снижается и производительность его при постоянном давлении уменьшается. В этом случае формулы (30), (31) следует откорректировать:

'^at ' (32)

где a - степень снижения производительности,определяемая экспериментально путем замеров для каждого типа насоса на каждой КНС, м³/^;

i - время наработки насоса с момента его запуска, ч. Тогда формула (31) приобретет вид:

Q = К_н-р- (-2728.3+442.6-P_H-I6.7-p2) (33)

2.16. При изменении режима работы КНС формула (32) запишется как:

Q = [ -2728.3+442,6-P^-I6.7 (Рр²]-а1%, (34)

где - число рабочих насосов при изменении режима работы

КНС, шт.

Анализ работы напорных водоводов

2.17. Исходными данными для анализа работы напорных водоводов яатяются:

D_HeB - диаметр напорного водовода, м;

L»_HeTJ. - протяженность напорного водовода, м;

Q_H9 - расход жидкости по напорному водоводу, м³/сут; ^р.н.в. “ врв** работы напорного водовода в год, сут; L_Ke - календарное время, сут;

П’н.в. - число напорных водоводов;

*н.в. “ ^число отказов (порывов) напорного водовода;

- давление на гребенке КНС, МПа;

Ру.н.с.- устьевое давление нагнетательной скважины, МПа. 2.18. В качестве основных показателей, характеризующих работу напорного водовода, принимаются: коэффициент эксплуатации

К,и4.= ;

параметр потока отказов

иэ(ОиЛ

число порывов на 1000 м длины водовода

(35)

(36)

(37)

коэффициент, характе риз унций отклонение фактических гид-

Кот « ”р"Т“ • 4000 •

Uni

росопротявлений ^*Yp._n.B.$. ^ от расчетных	^^Ртр.н.в.р.^
	(38)
где дРлф.*1ф« PrpL — Р\\| КС 1	(39)
ДРтри\|р« t	(40)
	(41)

где а - абсолютная шероховатость внутренней поверхности водовода.

Для группы напорных водоводов показатели работы определяются следующим образом:

коэффициент, эксплуатации

П*4

2. tpnk*

КэнЬ ™ 'ф.4 »

A t*.

И« •

параметр потока отказов

Пи1 ,

/, ч I Ки1* w ⁴

число порывов на IGOO м длины водовода

(43)

п-1

# I \ £-

A Ulj

1000.

(44)

4*1 *

2.19. При изменении режима работы КНС гидравлические сопротивления в напорном водоводе также будут изменяться. Их можно определить по формуле:

Дрлпр и & - cRnp.M 6 (р

«и

а*н1 ' ⁽⁴⁵>

где Q_{H в>} - расход по водоводу при изменении режима работы

КНС, м³/сут.

Для группы напорных водоводов

_lD , *>»о‘

агфрнь ■-

(46)

^Пи|

2.20. При отсутствии данных о {фактических гидравлических потерях фо1>мулы (45) и (46) можно записать черев расчетные потери

Д?трн| * дРтр.н.1.р —- •

aVft. (47)

Для группы напорных водоводов

\г

Анализ работы нагнетательных скважин

2.21. Исходными данными, необходимыми душ анализа работы нагнетательных скважин, являются:

Ру. _н с. - устьевое давление нагнетательной скважины, ШЬ

Н„ _Л - глубина забоя нагнетательной скважины, м;

н.и.

L_{u 0} - длина ствола нагнетательной скважины, м;

ёХш О •

Л_нс - коэффициент гидравлического трения рабочего канала;

- диаметр рабочего канала нагнетательной скьажи-

и • О •

пы, и;

о. " среднесуточная приемистость нагнетательной скважины, м⁸/сут;

П„ л - число нагнетательных скважин;

A* v •

t_n „ - время, отработанное нагнетательной скважиной

A«U«

ежемесячно, сут;

t_ - календарное время в месяце, сут;

К •

^ _Q - число простоев нагнетательной скважины в год;

Р _{н с}- коэффициент приемистости нагнетательной скважи-

ны, м⁸/суТ’Ша;

Рдд _{н 0#}- пластовое давление в районе нагнетательной окважины, МПа.

Источниками исходных данных являются ежемесячные отчеты по закачке воды, паспорта (карточки) нагнетательных скважин и результаты гидродинамических исследований.

2.22. В качестве основных показателей, характеризующих работу нагнетательных скважин, приняты средняя приемистость в течение года

£ (Онс^ ьри^У

(«19)

где мп - число отработанных скважиной месяцев а голу

коэффициент эксплуатации

^к,н‘ а,_; *

параметр потока отказов

т _и t

HtW

jL^K“^Ci

' (51)

Для группы нагнетательных скважин, подключенных к одно! |ШС. показателя работы определяются так: среднесуточная приемистость

^1сР ⁼ т

г. Z хрией И 1»« •

коэффициент эксплуатации

Пис

(52)

К,

j^r с.

(53)

И l*« Ч параметр потока отказов

м« m

£ £. К,

w(0 -

£ £ Uc,

4*1 i»« •

(54)

2.23. Забойное* давление нагмвтательной скважины выражается как:

Р₁₀6ис-Р_Чнс.-У^Л-^«.^И- •

(55)

Для группы нагнетательных скважин, подключенных к одной КНС, среднее забойное давление определяется по формуле

Гр*.с_% , ?ЦLjb

Р»о6.ис.= _п„_с * ^к'пщ_С. Ю* “ ^^МС П„« bicSV*^⁵⁶^

2.24. В тоже время забойное давление нагнетательной скважины можно определить по формуле

Джя группы нагнетательных скважин

***-£*-

<£ К"р*«с^ ^^ис»•<

2.25. Забойное давление нагнетательной скважины при изменения режима работы ГОЮ (уменьшении объема закачки) рассчитывается по формуле

р' г л, q*«c “0»е . 1 ь-е Саис(а-Л]

^rV*W ⁼ мод нс * .... ♦ -

►W И.с

9 Ю'

(59)

То же для группы нагнетательных скважин

Г>„, Мне ^П*»С_Л,

D ^гг^Р^

Рзо5ис

Пне _ ^п«< ,

^ис4 X. Q-f| £ Ыи<|

- _ . 1*..* . . - 1 ¹- 1

П.с , “

r.u. I&kJM

(60)

Jit

Пк.с. Pic 9 I0⁽ⁱ

3. ВЗАИМОСВЯЗЬ MEW РАЗЛИЧНЫМИ ЭЛИОТАМИ СИСЛНЫ ПОДДБРЖАШШ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

3.1. Давление на приеме насосных агрегатов ГОЮ можно вы-раеггь как:

_л £PimIc_# Z.Qicj X Hi_c.J

Рп^м » Pyic -aPfrpC b ^{e A}~--TJJE---¹¹⁵-77>| “

и Кир bej ni« HO

n«*

Hie

Щг

n_c6

ИI c 4

Dlt 9 Ю'*

(61)

При изменения режима работы кустовой насосной станции (например, уменьшение пррнзводительности) давление на приеме насосов будет равно:

tUc

п|/. ^4с _ ”»с _л«

п* о' о £ Pytcj Z Qc«j“F- Qe.c.j

Рпри * Pyle -Лртрс.1. * -Ei__₊ -J-J--1** —....

>ир U)

г**.л

I- Ч4е₄

b‘iQi.0*

4»< *

П*с

'Djc 9 Ю¹

-л<

£ьд

Псб

ОС* V*

£.. ⁽Q‘0

n_tl 'DU -9 «О^л

(62)

Принимая*во внимание, что суммарная производительность водозаборных скважин равна суммарному расходу по сборным водоводам (!_£)»*■•£ «X* ⁼Q u ) запишем:

»•»

ru*

-*.-Уг

<(P‘

•Dck ЧЮ'¹

(64)

3.2. Давление на хшкиде насосных агрегатов КНС выражается как:

(65)

где

▼

Р_4ввы=Р_умС * а Ршрн|. » £» PnvaS ^

♦ Лис

^ - потери давления в	обвязке насосов К Пне £, ^Нн<4 <
W^HC₄ ^П"‘	Пи с
И*»С i Qh<₄	П-4	Пн» t £ ^^и*4
Г Lh<₄ -¹-- L. ■« "*•< , д .	£i ^^н\|*	4¹» Пи 4 .
^r,**‘ P’_c y ‘О⁴	Пн!	T&9 <0* ’

(66)

При изменении режима работы КНС (уменьшение объема закачки) давление на выкиде насосов рассчитывается по формуле

Г«<

Г\шс

Пне

Пне ^*1 »

u. |Т‘аЛ>ичЯ

S_f>«i К/ J

£ Pjtfrtcj j Q"4~£< ^"4 £, ^и"*1 [ * _n

-!- + Дне -¹—---—Г

£ НпрнС|

»м

Пне. ^ 9 40*

Пне _Л1 V t

&^н-‘> » . j, g, ^u-> -^Mt ,*..« = ₊

rw Ш* ^{+ Ли<} rue Икс -9 'O'¹

«к» ?Xo‘

"ЙИШ^{1 + лРтр0}* •

(67)

Принимая во внимание, что суммарная приемистость нагнетательных скважин равна суммарному расходу по проложенным к ним напорным водоводам (IQ** -I0hc^s0; SOki^OIhc.-Q¹ ) получим

Пм« *Ъ>с_и

1_ , L ^р—> _ JL ₊

и ^Т ПскГ IW ЧЛ« ^т

к I*L.c₍ Q^l 1>-‘» Q* к ,.

⁺ pJTTTo- РГГв«У‘*^А™^р“

П_И£ Пн*

Пне _|

I Z Рм&мс^ q q

Puck =■ -tL

Пне Пм

(68)

⁺ ^“ п'ке Т5‘« 9 (O'*!²⁰ '^(Q) J~

Л „с

^ Kr*H«j . Пи I . ■

?, ^н-‘1 4 , г, u»_t f a'y _• ..

Ньтт^- -aF + ^-*fcr eis»*^ft,upeb

10* п*н« 9Ю^№ ”■ • (69)

3.3. Приемистость нагнетательной скважины можно определить из формул

Оис* Ь*рис. ( PjoS.hс - Р«ш и• (70)

D. * _ О . Ннс ^ й Ьи« Q^fH_C

rjoS.Kc.₁₀, -JW-^r g^s. ₍₇₁₎

Устьевое давление нагнетательной скважины запишем как:

R*H.«.^e Рг^н-+Рм^ аргпр о£ -лРтрн-S. (72)

Подставив формулу (72) в (71), получим

Цмс. ^e Khp И С ( Р'-р и + Ри - О Р»гр 0$. “ . +

ТЬик s ю⁴

+

W сЗ

10*

L|MC

qVc

9<0^e

При условии Q_HCe= Q_H#B># залишем квадратное уравнение, решение которого позволяет определить приемистость нагнетательной скважины

(а.%

Ьи(.

PVi

<

Qnc —

- ( Р«р» + Рм - Д P>"f>oS + ^ "д I * + рплис) -0 .

(74)

*"* ^L“% f I

2KxpHC

PU 9 O'

Umc

^5T

9 iO*

(75)

3.4. В общем случае для системы ППД, состоящей из водозаборных и нагнетателышх скважин, сборных и напорных водоводов и кустовых насосных станций, можно записать следующую систему четырех уравнений, позволяющую однозначно определить производительность КНС, давление на выкиде и приеме насосов и давление, развиваемое насосами при любом количестве работающих ■ простаивающих элементов:

Р = Г при —

ии

г

«Нс 40

llr *1с1 |

о* [* frT^L>c* . а , ^Lct> I KccVpIc ^^C| Trtrf -¹ '

(7в)

В методике рассматриваются вопросы, связанные с выбором критериев оценки и анализом эффективности систем поддержания пластового давления (ППД). Проведение такого анализа обусловлено необходимостью постоянного увеличения объемов закачки воды в продуктивные пласты в повьаленяя давления нагнетания, а также тем фактом, что эффективная эксплуатация систем ППД является одним из важных условий обеспечения высоких и стабильных темпов разработки нефтяных месторождений.

Методика предназначена для проведения аналиэа работы систем заводнения, разработки на его основе мероприятий по повыпению эффективности эксплуатации систем 1ШД я техннко-иковомического обоснования этих мероприятий.

Методика разработана в отделе техники и технологии добычи иефти и отделе экономики для инженерно-технических работников научно-исследовательских организаций в служб поддержания пластового давления предприятий Главтшеннефтегаза.

(с) Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (Сибниинп), I9CI

р_н * Pi**n - Рпрн * (79)

Верхние пределы интегральных сумм (п'_{в с} , ^п'с.в.* ^п'н.р. •

^Пя в • ^Ля.с ^ представляют собой количество работавших водозаборных скважин, сборных водоводов, рабочих насосов, напорных водоводов ■ нагнетательных скважин, в случае отказа любого из элементов этих подсистем.

Формула (75) позволяет определить исходя из 0 , Р_н.Р_пр#н. ^вык н ^лтк5ые параметры работы любого элемента.

4. ШБОР КРИТЕРИЕВ ОЦЕНКИ ЭХ-ФЕКТИЗЮСТИ СИСТЕМ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

4.1. Система поддержания пластового давления включает в себя пять подсистем: водозаборные скважины, сборные водоводы, кустовые насосные станции, напорные водоводы, нагнетательные скважины. Система ППД также может обеспечиваться рабочим агентом при помощи водозаборных сооружений из открытых водоемов ш насосной станции водоочистных сооружений установок подготовки нефти.

Как показал опыт эксплуатации систем ППД месторождений Западной Сибири отказы водозаборов и насосных станций очистных сооружений, а также низконапорных магистраль !гых водоводов, работающих на пресной и сточной водах, чрезвычайно редки,поэтощу при анализе работы систем ППД эти варианты не рассматривались.

4.2. Под отказом системы подразумевается состояние её, при котором ока утрачивает способность выполнения своего функционального назначения - закачки воды в продуктивный пласт. Такое состояние возникает при полной остановке насосов кустовых насосных станций вследствии отсутствия электроэнергии или при

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА АНАЛИЗА И ВЫБОРА КРИТЕРИЕВ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Вводятся впервые

Приказом Главтшеннефтегаза t/ьЧЧ

от Zb. 10. ($6ft. Срок введения установлен о 15, 11. 16$ 1

Срок действия до IS". 11. 152& * •

I. ВВЕДЕНИЕ

IЛ. Настоящая методика распространяется на водозаборные I нагнетательные скважины, сборные и напорные водоводы к кустовые насосные станции (КИС) оистем поддержания пластового давления (Ш!Д) и устанавливает метод расчета критериев эффективности работы этих систем.

1.2. Целы) данной работы является:

обоснование критериев эффективности системы ППД;

установление метода определения технологических параметров системы ППД при эксплуатации ее в стабильном и нестабильном режимах;

установление метода технмко-экономического обоснования мероприятий по повышение эффективности эксплуатации систем КПД.

1.3. Методика предназначена для проведения анализа работъ системы ППД в целом и её отдельных элементов. Результаты аяалж-ва могут быть использованы при разработке мероприятий, направленных на совершенствование её эксплуатации.

2. АНАЛИЗ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Анализ работы водозаборных скважин

2.1. Исходными данными, необходимыми для анализа работы водозаборных скважин, являются:

Рщг.в.с. “ пластовое давление в районе водозаборной скважины, МПа;

Ру.в.о. ~ устьевое давление водозаборной скважины, МПа;

Ь_в>с. • диаметр рабочего канала водозаборной скважины, м;

Н_в#с. “ глубина водозаборной скважины, м;

L_B.c. ” Дли»* ствола водозаборной скважины, м;

^пр.в.с. ” ксвффп^внт продуктивности водозаборной скважины, м³/сут«МПа;

Л в.о. “ коэффициент гидравлического трения рабочего кяна-

П_вс. ~ число водозаборных скважин;

t.p _ВСв - время, отработанное водозаборной скважиной ежемесячно, сут;

t _к> - календарное время в месяце, сут;

Ов.о. ” среднесуточный дебит водозаборной скважжны,м³/сут ^ _с - число отказов водозаборной скважины в месяц. Источником исходных данных являются ежемесячные отчеты по добыче подземных вод, паспорта (карточки) водозаборных скважин и результаты гидродинамических исследований.

2.2. В качестве основных показателей, характеризующих работу водозаборных скважин, приняты:

среднесуточный дебит в течение года

Qcp

Ьс.

(I)

Е ip Аса

где m - число отработанных скважиной месяцев в году; коэффициент эксплуатации

%₄tp 6с t

⁽²>

К J-6.C.

параметр потока отказов

^(Обс ^s ' (3)

£<^и*-

Группа водозаборных скважин, подключенных к одно! КНС, имеет следующие параметры работы:

среднесуточный объем добычи воды

Оср.

Г (CUp6.c^ • ip flic

\»\ l‘t_ ^#

^пм & г. £

i*« t-i

коэффициент эксплуатации

П|< m

к₃₌ .

³ ’

1*1 i.»4 ¹

параметр потока отказов

iurk

Кбс,

r ft.

(4)

(5)

(6)

2.3. Устьевое давление водозаборной окважжны в общем оду-6&е выражается так:

Для группы водозаборных скважин, подключенных к одной ДБС к работающих на общий приемный коллектор, среднее устьевое движение выразится:

fW

М 1г

£^РплЛ-^с%

п$_с

"»сМ0* n_u-D{_c 9 (О* (8)

2.4. Прн изменении родима работы КНС (например, в сторону

(kc -Ц‘к 4х.

Ру 4с *

(9)

ушнъженжя объема закачки), произойдет изменение режима работы жаждой водозаборной скважины, выражающееся в уменьшении дебита, гидравлических сопротивлений в рабочем канале и, вследствие •того, в увеличении устьевого давления, которое в данном случав определится по формуле

где Qic - дебит водозаборной скважины при изменении (уменьшении) объема закачки КНС, м³/сут.

Р»|х

Аналогично для группы скважин:

"u (Ю,

-DU -7 <0“

V.. d£sk -

Анализ работы сборных водоводов

2.5. Исходными данными для анализа работы сборных водоводов являются:

В_{с в#} - диаметр сборного водовода, м;

L с.в. ” протяженность сборного водовода, м;

Q с.в. " расход жидкости по сборному водоводу, м³/сут;

Ар с.в. ~ время работы сборного водовода в год, сут;

t _к> - календарное время, сут;

^с.в. ~ число сборных водоводов, проложенных офусга водозаборных скважин до КНС;

А с. в. ” коэффициент гидравлического трейия сборного водовода;

*с.в. " '^^?ло отказов (порывов) сборного водовода в год.

Источниками исходных данных являются схемы обустройства системы 1ВД, годовые отчеты объелииегтй и ежемесячные отчеты по добыче подиемных вод.

2.f. В качесиве основных показателей работы сборного водовода приняты

коэффициент эксплуатации

и . -tp.cl. .

K»cl * —г— ,

(II)

параметр потока отказов

U)(tU = -H^ct- ;

число порывов на 1000 м длины водовода

Котм.-Щ- гооо.

MC.Il

(12)

(13)

Для группы водоводов, проложенных от куста водозаборных скважин до КНС, указанные показатели определятся таи: коэффициент эксплуатации

i*«»i

(14)

параметр потока отказов

число порывов.на 1000 м дли'^ты водовода Ноги- %-■* ¹ .Щ) .

(15)

(IS)

2.7. Гидравлические потери в сборном водоводе рассчитываются по формуле

л <-t.2 й L*« в. ОсI ⁶ ce-./_c|-_5n___a .

(17)

Лля группы сборных водоводов осредненнне гидравлические потери определяйся:

rv I

2.8. При изменении режима работы КНС (уменьшении закачки) изменится расход жидкости в сборном водоводе и гидравлические потери в нем, которые можно выразить как:

Pwpel*

bU 9Ю⁴’ (19)

где ftti - расход по водоводу при уменьшении режима работы КНС •

₀ . , Тьа»

дРггв.еЬ. • Д_с* -AiJ- . Пд1 —.

^ he» Т>_еЧ-9-Ю^-

Для группы сборных водоводов:

П|1

ь_с»| EL .'.У-• г\П

(20)

2.9. В -случае прокладки индивидуального водовода к каждой водоваборной скважине следует расход по нему Q _{с в} принимать равным дебиту скважины Q _ _

о • С •

2.10. В случае, если от куста водозаборных скважин до КНС проложена группа водоводов и на кусте имеется гребенка, расход по каждому водоводу следует определить, распределяв объем закачки по данной КНС пропорционально количеству водоводов и квадратам их диаметров.

«■ Ру вс “ Р«р ^м-

(21)

Д гтр^с й.

2.11. Помимо формулы (17), гидравлические потери в сборном водоводе можно определить как разность давления на приеме насосов КНС (Р_Пр._н.) * давления на устье водозаборной скважины

Анализ работы кустовых насосных станций

2.12. Исходными данными для проведения анализа работы кустовых насосных станций являются:

^ у_в - число установленных на КНС насосных агрегатов; П_н.р_в - число рабочих насосных агрегатов;

t _H p_e - время работы насосов КНС в течение года, ч;

I _к У - календарное время установленных на КНС агрегатов, ч;

t _к р - календарное время рабочих агрегатов, ч;

Н - мощность установленных на КНС насосных агрегатов,

кВт;

Р_н - давление, раввиваемое насосами КНС, УПа;

Q год ~ годовой объем закачки КНС, м³; йу - производительность устаповлеиного на КНС оборудования, м³/сут;

К_н - число отказов нааосов, электрооборудования ж автоматики КНС;

Он о. ~ ^пР^оизв°Д^ите-^,а>н°^стк нового насоса, м^в/ч;

Р_Др_вН - давление на приеме насосов КНС, УПа;

^Рвык.н.“ давление на выкжде насосов КНС, УПа.

ft* -Рпр-4.

(22)

Источниками исходных данных являются годовав отчеты объединений.

2.13. В качестве основных показателей работы кустовой насосной станции приняты:

коэффициент эксплуатации

(23)

коэффициент использования мощности

KN Ор ср П . иин - U — I fly

коэффициент технического использования

(В4)

(25)

* HP

i м>

Kt ии

РД 39-3-578-81
Методика анализа и выбора критериев оценки эффективности систем поддержания пластового давления на месторождениях Западной Сибири

Способы доставки

Оглавление

Этот документ находится в:

Организации:

РД 39-3-578-81Методика анализа и выбора критериев оценки эффективности систем поддержания пластового давления на месторождениях Западной Сибири

Способы доставки

Оглавление

Этот документ находится в:

Организации:

а*н1 ' (45>

lD , *>»о‘

К,

Р106ис-РЧнс.-У^Л-^«.^И- •

Гр*.с% , ?ЦLjb

'Djc 9 Ю1

£ьд

-*.-Уг

+

Ьи(.

<

Qnc —

- ( Р«р» + Рм - Д P>"f>oS + ^ "д I * + рплис) -0 .

^5T

г

о* [* frTL>c* . а , Lct> I KccVpIc ^C| Trtrf -1 '

r ft.

fW

"u (Ю,

V.. d£sk -

Котм.-Щ- гооо.

РД 39-3-578-81
Методика анализа и выбора критериев оценки эффективности систем поддержания пластового давления на месторождениях Западной Сибири

а*н1 ' ⁽⁴⁵>

_lD , *>»о‘

Р₁₀6ис-Р_Чнс.-У^Л-^«.^И- •

Гр*.с_% , ?ЦLjb

'Djc 9 Ю¹

о* [* frT^L>c* . а , ^Lct> I KccVpIc ^^C| Trtrf -¹ '